渠慧敏，汪廬山，王鵬飛，王 鵬，羅 楊，韋良霞

（中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東 東營 257000）

0 前言

勝利低滲透油藏水驅開發(fā)中存在地層能量不足和注水壓力高、注水困難的矛盾。低滲透油藏地層總壓降較大，地層能量呈下降態(tài)勢；低滲透油藏目前地層壓力比原始地層壓力下降11.2 MPa，地層壓力保持度為65.4%，平均動液面下降62 m。但是，注水壓力高，注水困難。目前開井1857 口，欠注井570 口，欠注率30.8%，日欠注1.2×104m3。油壓＞25 MPa 的水井在全部低滲透井中占44.3%，在欠注井中占63.4%，高出19.1%。

低滲透油藏高壓欠注的根本原因是流體流動過程中存在各種阻力，如黏滯阻力、邊界層效應和毛管阻力等［1-2］。其中，影響?zhàn)枇Φ闹饕蛩赜叙ざ?、流速、滲透率；影響邊界層的主要因素有注水壓力梯度、孔吼半徑、巖石表面潤濕性、表面電性等；影響毛管阻力的主要因素有油水界面張力、巖石表面潤濕性、孔吼半徑。在上述影響因素中，注入流體黏度、流速以及注水壓力梯度一般由開發(fā)方案確定，滲透率、孔吼半徑由油藏物性確定。在開發(fā)方案確定、目標油藏現(xiàn)有物性條件下，影響注水阻力的因素還有巖石表面電性、巖石表面潤濕性和油水界面張力。但是巖石表面潤濕性和油水界面張力對注水阻力的影響規(guī)律目前鮮有報道。本文研究了巖石表面潤濕性和油水界面張力對注水滲流阻力的影響規(guī)律，在此基礎上報道了一種既可以消除邊界層效應又可以降低毛管阻力的多功能型減阻降壓增注劑CNG，評價了CNG的性能。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

煤油、二甲基硅油、苯和無水乙醇，分析純，國藥試劑。多功能減阻增注劑CNG，陽-非不對稱型雙子表面活性劑，實驗室自制；巖心為勝利油田某區(qū)塊天熱巖心，滲透率在1×10-3數(shù) 10×10-3μm2之間；原油1來自巖心同區(qū)塊，原油2來自另一采油廠；單相和雙相滲流所用油由煤油和原油1 配制，黏度約為4數(shù) 5 mPa·s；微細管：內徑分別為2.5、5、10 和25 μm，長為20 cm，美國PolyMicro 公司?；旌系V物由500 目的石英砂、蒙脫土、高嶺土、伊利石和綠泥石按照80%、1%蒙脫土、3%伊利石、7%高嶺石和9%綠泥石組成。

DSA100 潤濕角測量儀（德國 Krüss 公司）；QKY-2型氣體孔隙度測量儀（海安石油科研儀器有限公司）；STY-4 型氣體滲透率測量儀（南通華興儀器公司）；HDQT-40型高溫高壓多功能驅替裝置（海安石油科研儀器有限公司）；NanoBrook 系列的90Plus PALS 型電位測試儀（美國布魯克海文儀器公司）；TX500全自動旋轉滴界面張力儀（美國科諾工業(yè)有限公司）。

1.2 實驗方法

1.2.1 邊界層厚度測試

邊界層的存在是固-液界面的固有性質，但在壓力作用的驅動下，邊界層的厚度會隨著壓力梯度的變化而變化。一般定義邊界層厚度δ是在某一壓力梯度下，尚未參與流動的邊界流體層厚度，具體計算方法見文獻［3-4］。由于天然巖心的性質不穩(wěn)定、實驗結果不易重復，實驗中選擇微細管來模擬儲層巖心孔喉特征。微細管表面的初始潤濕角為30.22°，經(jīng)二甲基硅油改性后，直徑 2.5、5、10 和 25 μm 的 4種微細管表面潤濕角變?yōu)?03.2°、120.93°、139.1°和141.9°。改性及邊界層測試方法如下：首先在常溫下以恒定速度水驅，記錄注入端壓力曲線，得出微細管在該流速下注入端的穩(wěn)定壓力；隨后向微細管中注入不同濃度的二甲基硅油，老化24 h 后，再向微細管中水驅，記錄注入端壓力曲線、穩(wěn)定壓力及出口端流體體積隨時間變化。

1.2.2 單相和兩相滲流實驗

（1）巖心處理

按照標準SY/T 5336—2006《巖心常規(guī)分析方法》，鉆取、切割巖心，用苯和乙醇3∶1溶劑的清洗巖心，烘干稱重并測量尺寸。用QKY-2型氣體孔隙度測量儀和STY-4型氣體滲透率測量儀測量儀測巖心的孔隙度和滲透率。結果見表1。

（2）巖心初始潤濕性測試

用240 目、800 目的砂紙將巖樣打磨至平整光滑，將巖心在真空容器中用二甲基硅油浸泡24 h，取出后先用石油醚浸泡清洗1 min，再用無水乙醇浸泡清洗1 min，最后用標準鹽水浸泡清洗。使用DSA100 潤濕角測量儀在常溫下以標準油作為油相，標準鹽水為水相，測量巖心初始潤濕性和改性后潤濕角，結果如表1所示。

表1 實驗巖心的物性數(shù)據(jù)

（3）單相和兩相滲流實驗

①將干燥巖心置入抽真空飽和儀中，抽真空，造殘余油、束縛水；

②單相水滲流壓力-流量曲線測試：驅替液為標準鹽水，設定流量分別為 0.005、0.01、0.02、0.04 mL·min-1……。常溫下驅動，記錄出口流量，待流量壓力穩(wěn)定后記錄下穩(wěn)定壓力；

③油水兩相滲流壓力-流量曲線測試：切換流程，采用雙泵分別驅替煤油與標準鹽水，設定流量比，油水比例分別設置1∶1 驅動，記錄壓力數(shù)據(jù)，得到50%含水的油水在常溫下的兩相壓力-流量關系。

1.2.3 多功能減阻增注劑CNG的性能評價實驗

（1）Zeta電位測試

將0.1 g 的砂巖加入25 mL 的不同濃度的表面活性劑水溶液（用10000 mg/L的標準鹽水配制），在恒溫振蕩器中振蕩24 h，取上層懸浮液用電位儀測定Zeta電位，實驗條件為常溫，pH值=7。

（2）巖心潤濕性改變實驗

將巖心在真空容器中用不同濃度的CNG 溶液浸泡24 h；然后參考前面的方法使用DSA100 潤濕角測量儀測定巖心潤濕性。

（3）界面張力測試

配制不同濃度的CNG 溶液，在70℃下，以勝利油田原油作為油相，按SY/T 5370—1999中3.3規(guī)定的旋轉滴法測定油水界面張力值，連續(xù)測量三次，取平均值。

（4）物模實驗

活性降壓增注實驗：取含油的天然巖心，按照標準SY/T 5336—2006《巖心常規(guī)分析方法》，鉆取、切割后直接烘干，在90℃下向巖心通標準鹽水，當進出口壓力、流量穩(wěn)定一段時間后，通入質量濃度為1000 mg/L的CNG溶液，靜置12 h 后繼續(xù)通標準鹽水，當進出口壓力、流量穩(wěn)定一段時間后停止實驗，儀器自動采集和處理數(shù)據(jù)。通CNG溶液前后滲透率和驅替壓差的變化即為通過降低油水界面張力起到的降壓增注作用（活性降壓增注作用）。

成膜降壓減阻實驗：取含油的天然巖心，按照標準SY/T 5336—2006 鉆取、切割巖心，用溶劑（苯和乙醇3∶1）的清洗巖心，烘干后在90℃下酸化，完全清潔巖心表面。向巖心通標準鹽水，當進出口壓力、流量穩(wěn)定一段時間后，通入質量濃度為1000 mg/L 的CNG 溶液，靜置12 h 后繼續(xù)通標準鹽水，當進出口壓力、流量穩(wěn)定一段時間后停止實驗，儀器自動采集和處理數(shù)據(jù)。通CNG 溶液前后滲透率和驅替壓差的變化即為CNG 溶液吸附在巖石表面形成表面膜、改變巖石表面電性和潤濕性而起到的成膜減阻作用。

圖1 不同毛細管半徑下界面張力對毛管力的影響

2 結果和討論

2.1 界面張力和巖石表面潤濕性對注水阻力的影響規(guī)律

2.1.1 界面張力對注水阻力的影響

依據(jù)毛管力理論計算公式（1）研究了界面張力對油藏中殘余油毛管力的影響［1］，設定潤濕角θ=10°，不同毛細管半徑r（0.5、1、3 μm）下界面張力σ對毛管力pc的影響如圖1所示。界面張力和毛管力之間是線性關系。界面張力從101降低到10-2數(shù)10-3時降低了3數(shù)4個數(shù)量級，此時毛管力pc和界面張力一樣，也降低3數(shù)4 個數(shù)量級。當界面張力＜0.01 mN/m時，孔徑對毛管力的影響變得不明顯。

2.1.2 潤濕性對注水阻力的影響

（1）潤濕性對毛管力的影響

依據(jù)毛管力理論計算公式（1），固定油水界面張力為29.3 mN/m，研究了不同毛細管半徑r（0.5、1、3 μm）下微細管表面潤濕性對殘余油毛管力的影響，結果如圖2所示。由圖2可知，隨著油藏巖石表面潤濕性增加，殘余油的毛管力下降，在潤濕角為90°時發(fā)生方向反轉，毛管力由油滴運移阻力變?yōu)橛偷吻斑M的動力。

圖2 潤濕性對毛管力的影響規(guī)律

（2）潤濕性對邊界層效應的影響

改性前后微細管表面的邊界層厚度如圖3所示。從圖3可以看出，當微細管的潤濕性由親水性轉變?yōu)橛H油性時，微細管中邊界層厚度減小，相同半徑的親水微管中的邊界層厚度比疏水微細管中高10%數(shù)30%。

圖3 潤濕性對邊界層厚度的影響

綜上所述，提高巖石表面潤濕性，注入水將由潤濕相變?yōu)榉菨櫇裣?，雖然可降低水流邊界層，但會增加水的毛管阻力；提高巖石表面潤濕性，殘余油由非潤濕相變成潤濕相，雖然降低了毛管阻力，但卻會增加殘余油的邊界層效應。鑒于潤濕性改變對滲流阻力的影響比較復雜，所以以下通過天然巖心模擬油藏水驅滲流確定合適的潤濕性。

2.1.3 注水時最佳潤濕性的確定

（1）潤濕性對單純水相滲流的影響

首先利用1#巖心測試三種潤濕性狀態(tài)下水的單相滲流曲線，作圖（圖4）并回歸計算了單相水的擬啟動壓力梯度；同時利用文獻方法［5］測試了三種潤濕性狀態(tài)下模擬地層水的最小啟動壓力梯度。相同壓力梯度下，三種潤濕性狀態(tài)下的流量大小順序為：弱水濕＞親水＞親油；而在相同流量下，三種潤濕性狀態(tài)下壓力梯度大?。喝跛疂瘢加H水＜親油；利用回歸法計算的親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下模擬地層水的擬啟動壓力梯度分別為0.016、0.013 和0.023 MPa/cm。親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下，非穩(wěn)態(tài)法測試的最小啟動壓力梯度分別為0.0008、0.0007和0.0011 MPa/cm。可以看出，單相水滲流過程中弱水濕時擬啟動壓力和最小啟動壓力最小，親水狀態(tài)時略高，而親油狀態(tài)下最高。

圖4 1#巖心束縛水殘余油下水相滲流曲線

（2）潤濕性對水驅過程中兩相滲流的影響

首先利用2#巖心先驅模擬地層水，再驅模擬油造束縛水，然后再驅模擬地層水造殘余油，然后同時通模擬地層水和模擬油（流量比為1∶1）測試兩相滲流曲線［6］，作圖（圖5）并回歸計算了擬啟動壓力梯度；利用非穩(wěn)態(tài)法測試了模擬地層水的最小啟動壓力梯度。相同壓力梯度下，三種潤濕性狀態(tài)下的流量大小順序為：弱水濕＞親水＞親油；而在相同流量下，三種潤濕性狀態(tài)下壓力梯度大?。喝跛疂瘢加H水＜親油。利用回歸法計算了親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下模擬地層水的擬啟動壓力梯度分別為0.028、0.021和0.065 MPa/cm。親水、弱水濕和親油潤濕狀態(tài)下，非穩(wěn)態(tài)法測試最小啟動壓力梯度分別為0.001、0.0008和0.0194 MPa/cm?？梢钥闯?，兩相滲流過程中弱水濕偏中性時擬啟動壓力和最小啟動壓力均最小，親水狀態(tài)時略高，而親油狀態(tài)下最高。相同潤濕性情況下，兩相滲流的擬啟動壓力梯度和最小啟動壓力梯度比單純水相滲流時的有所增加。

圖5 2#巖心束縛水殘余油下油水兩相滲流曲線

綜上所述，水驅過程中弱水濕狀態(tài)下注水阻力最小，這一點和分子膜減阻增注理論一致［7-8］。為了降低注水阻力，研究了一種既能消除巖石表面電性、能把巖石表面變?yōu)槿跛疂瘢志哂械陀退缑鎻埩Φ亩喙δ軠p阻增注劑CNG，并對其性能進行了系統(tǒng)評價。

2.2 多功能減阻增注劑CNG的性能

2.2.1 CNG溶液濃度對Zeta電位的影響

圖6 不同表面活性劑對混合礦物Zeta電位的影響

圖6顯示了不同表面活性劑對混合礦物zeta電位的影響。從圖6可以看出，隨著CNG溶液濃度增加，混合礦物表面的Zeta電位增加，出現(xiàn)零電位點；隨著甜菜堿（BS-12）、OP-10 溶液濃度增加，混合黏土表面Zeta電位略微增加；隨著十二烷基苯磺酸鈉（SDBS）溶液濃度增加，混合黏土表面zeta 電位降低。CNG 為陽-非型離子表面活性劑，含有正電荷，可以吸附在混合礦物表面，中和混合礦物的負電荷；而其他3 種表面活性劑分別為兩性、非離子和陰離子表面活性劑，不能中和混合礦物表面的負電荷。

2.2.2 CNG濃度對潤濕性的影響

CNG 濃度對巖心表面潤濕性的影響如圖7所示。隨著CNG溶液濃度的增加，巖石表面潤濕性逐漸由親水性變?yōu)槿跛疂?，當溶液濃度大?00 mg/L時趨于穩(wěn)定，CNG改變潤濕性范圍在40°數(shù)60°之間。

圖7 CNG吸附后巖石表面潤濕性隨CNG濃度的變化

2.2.3 CNG濃度對油水界面張力的影響

不同濃度CNG 溶液與原油間的界面張力見圖8。隨著CNG 濃度的增加，油水界面張力先急劇降低又略有升高，當CNG 濃度為1000 mg/L 時，油水界面張力接近10-3mN/m數(shù)量級。這個結果和降壓增注用表面活性劑的性能一致［9-10］。

圖8 CNG濃度對油水界面張力的影響（70℃）

2.2.4 CNG降壓減阻增注效果

不洗油的原始巖心擠注CNG減阻增注劑前后，巖心滲透率K和驅替壓差的變化如圖9所示。從圖9可以看出，注CNG 減阻增注劑前，巖心滲透率為4.64×10-3μm2，驅替壓差為0.8 MPa；注CNG 減阻增注劑后滲透率為6.89×10-3μm2，驅替壓差為0.55 MPa；滲透率提高了48.49%，驅替壓差降低了31.25%。

圖9 不洗油原始巖心注減阻劑前后巖心滲透率的變化

為了證明CNG溶液的成膜減阻作用，對巖心先洗油、后酸化，完全清除巖心內殘余油，并使巖心表面完全清潔、呈現(xiàn)水潤濕狀態(tài)。然后注鹽水、擠注CNG減阻增注劑、再注鹽水。擠注前巖心滲透率是8.26×10-3μm2，注水壓差是0.47 MPa；擠注后滲透率是11.26×10-3μm2，注水壓差是0.34 MPa；巖心平均滲透率提高36.32%，驅替壓差降低27.66%（見圖10）。這樣處理后，CNG溶液吸附在巖心表面、消除巖石表面電性、改變潤濕性為弱水濕，達到消除邊界層效應，降低注水摩阻的作用。

圖10 酸化后再次注CNG后巖心滲透率和驅替壓差變化

綜上所述，CNG既能有效降低殘余油毛管阻力起到活性降壓作用，又能降低流體邊界層起到成膜減阻的作用。

3 結論

導致低滲透油藏高壓注水的可控注水阻力有邊界層效應和毛管阻力，影響可控注水阻力的主要因素有巖石表面負電性、界面張力和巖石表面潤濕性。消除巖石表面負電性、降低油水界面張力至10-2mN/m以下、改變巖石表面為弱水濕有利于減低注水阻力。

多功能減阻增注劑CNG 吸附在巖石表面負電荷位點，使巖石表面電荷為零；改變巖石表面潤濕性范圍在40°數(shù)60°之間，使巖石表面達到弱水濕，降低注水邊界層效應。減阻增注劑CNG 還能使油水界面張力降低至10-3mN/m 數(shù)量級，協(xié)同降低毛管阻力，從而起到減阻增注的作用。

不洗油的原始巖心擠注CNG減阻增注劑后，滲透率提高48.49%，驅替壓差降低31.25%；沒有殘余油、呈現(xiàn)水潤濕狀態(tài)的巖心擠注CNG 減阻增注劑后，平均滲透率提高36.32%，驅替壓差降低27.66%。CNG 既能有效降低殘余油毛管阻力起到活性降壓作用，又能降低流體邊界層起到成膜減阻的作用。